El yacimiento petrolífero de Heather es un importante yacimiento de producción de petróleo crudo situado en el sector británico del norte del Mar del Norte, a 458 km al noreste de Aberdeen. La producción de petróleo comenzó en 1978 y cesó en 2019. La instalación Alpha de Heather se encuentra actualmente (2021) en proceso de desmantelamiento.
El yacimiento petrolífero Heather se encuentra en el bloque 2/5 del Mar del Norte del Reino Unido . Recibe su nombre de la planta que crece ampliamente en los páramos escoceses. [1] El yacimiento Heather fue descubierto en diciembre de 1973 y comprende una arenisca del Jurásico medio a una profundidad de 9.800 a 11.750 pies (2.9873 a 3.581 m). [2] El yacimiento y sus fluidos tenían las siguientes características: [2]
Los propietarios iniciales del campo eran un consorcio formado por Unionoil Company of Great Britain (31,25%), Texaco North Sea UK Ltd (31,25%), Tenneco Great Britain Ltd (31,25%) y DNO (UK) Ltd. (6,25%). El campo era operado por Unionoil Company of Great Britain. [2] En 1994 los propietarios eran BG Great Britain Limited (31,25%), Texaco Exploration Ltd (31,25%), Unocal Britain Ltd (31,25%) y DNO (Heather Oilfield) Ltd (6,25%). El operador era Unocal. [1] En 1999 DNO se convirtió en el operador, luego Lundin a partir de 2008, y finalmente Enquest. [3]
El yacimiento fue desarrollado mediante una única plataforma integrada de perforación, producción y alojamiento: Heather Alpha (Heather A). Los principales datos de diseño de la plataforma Heather A se presentan en la siguiente tabla. [2]
Los fluidos de la boca del pozo fluyeron a través del colector de producción al separador de producción trifásico que operaba a 65 psi (448 kPa). [4] Desde el separador, el petróleo se encaminó a otro separador de producción trifásico que operaba a una presión más baja de 35 psi (241 kPa). Luego, el petróleo fluyó a las bombas de refuerzo de crudo, a través de la medición de petróleo y luego por una tubería de 32 km de 16 pulgadas hasta Ninian Central y de allí a Sullom Voe . El agua producida de los separadores fue tratada por hidrociclones y una unidad de flotación compacta (CFU) para eliminar el petróleo antes de la descarga por la borda. El vapor de los separadores de producción se comprimió, se secó con TEG ( trietilenglicol ) y se comprimió aún más a 325 psi (2241 kPa) para su uso como gas combustible y hasta 1480 psi (10 204 kPa) para elevación de gas. [4] En 1985 se realizó una conexión al gasoducto del tramo occidental, un gasoducto de 6 pulgadas que importaba gas a Heather para aumentar los suministros de gas. [1] El gas de importación fluía a un tambor de extracción de gas de importación, a través de un medidor y a un calentador de gas de importación. [4]
El perfil de producción de petróleo de Heather A (en miles de barriles por año) en el período operativo inicial se muestra en el gráfico: [2]
La capacidad de manejo de fluidos de las instalaciones de Heather en sus últimos años fue la siguiente: [5]
Los fluidos del yacimiento petrolífero de Broom en el bloque 2/4a se enviaban a Heather para su tratamiento y exportación a Ninian Central. [6] El yacimiento de Broom está ubicado a 7 km de Heather. El desarrollo del yacimiento comprendió cuatro pozos de producción con gas y dos pozos de inyección de agua. El gas de elevación y el agua de inyección se suministraron desde Heather A. La producción de Broom comenzó en 2004. [6]
Tras un incendio en Heather A en octubre de 2019 y el cierre de la plataforma [7], Enquest decidió desmantelar la plataforma. [8] Esto se debió principalmente al entorno de bajos precios del petróleo durante la pandemia de coronavirus. [8] Las partes superiores se quitarán para su reciclaje y eliminación en tierra. [9] La eliminación de la cubierta será objeto de un plan adicional. [9]